Uma análise das lições apreendidas
no Mar do Norte e da retomada
das rodadas de licitações em 2013
TM Rio 2016
Perspectivas para a
indústria de petróleo
e gás no Brasil:
Contatos
Carlos Assis
Sócio do Centro de Energia
e Recursos Naturais
+55 21 3263 7117
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Alexandre Rangel
Sócio de Consultoria
+ 55 21 3263 7228
[email protected]
04
Introdução
Parte I – Lições aprendidas no Mar do Norte • Noruega
06
• Inglaterra
07
• Brasil
08
Parte II – Perspectivas para novas rodadas • Desafios para o desenvolvimento do pré-sal
09
• Alternativas de investimento para o capital estrangeiro 10
Parte III – A retomada da indústria com as rodadas de 2013 2
• EY • J an 2 0 1 4
• 11ª rodada da ANP
12
• 1ª rodada do pré-sal da ANP
16
• 12ª rodada da ANP
17
Considerações finais
19
EY
• Ja n 2014 • 3
Regime de concessão
o pagamento da Petrobras ao governo poderá ser feito
por meio de títulos da dívida pública mobiliária federal,
cujo preço será fixado segundo o valor de mercado.
De acordo com o regime de concessão vigente nos antigos
contratos de exploração, a propriedade do petróleo extraído
em uma determinada área (o bloco objeto da concessão)
por um certo período de tempo (em regra, de 20 a 30 anos)
é exclusiva do concessionário, em troca de uma compensação
de natureza financeira.
Quanto aos critérios para definir o valor dos direitos de
produção da cessão onerosa, serão estabelecidos por meio
de negociações entre a União e a Petrobras, a partir de
laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras
internacionais, observadas as melhores práticas da indústria
do petróleo. Caberá à ANP e à Petrobras obter os citados
laudos técnicos.
Por se tornar proprietário do petróleo extraído, deverá
o concessionário pagar ao Estado, em dinheiro, os tributos
incidentes sobre a renda (imposto de renda, contribuições
etc.) e os royalties – remuneração incidente sobre a receita
bruta auferida com a produção do petróleo –, a serem pagos
em dinheiro ou em petróleo.
Processo na cadeia de valor após uma rodada
O desenvolvimento do Brasil no segmento de petróleo
e gás abriu espaço para o surgimento de novas empresas
para atuar no processo de exploração e produção. Os
desafios e as novas descobertas geram a necessidade
de novas tecnologias para dar suporte não só na fase
de informação de reservatórios (leitura de dados sísmicos,
imaging de reservatório etc.), mas também nas diferentes
fases como afretamento e operação de sonda, perfuração
e completação, serviço de engenharia, e o suporte logístico
como transporte aéreo e bases de apoio.
Admite-se, ainda, o pagamento pelo concessionário
ao Estado de outras taxas, tais como bônus de assinatura
(pago na assinatura do contrato de concessão), participação
especial (sobre lucros extraordinários do projeto de exploração
e produção de petróleo, se níveis elevados de petróleo
forem produzidos) e taxa por ocupação ou retenção de área.
Regime de cessão onerosa
Introdução
O ano de 2013 se destacou pelo retorno das rodadas
de licitações de petróleo e gás no mercado brasileiro,
que desde 2008 (10ª rodada) tinham sido suspensas.
A confirmação da existência de imensas reservas no pré-sal
não só motivou que empresas estrangeiras pusessem
os olhos no Brasil, mas também levou ao surgimento
e desenvolvimento de empresas nacionais de pequeno
e médio porte.
A pergunta a nos fazer é: o que podemos esperar
para os próximos anos?
Nos últimos 13 anos, as rodadas de licitações de blocos
para exploração e produção de petróleo e gás natural
promovidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis (ANP) tiveram como principais
objetivos a ampliação das reservas e a redução
da dependência externa em petróleo e gás natural.
Após cinco anos sem rodadas de licitações para exploração
e produção de petróleo e gás natural e com grandes
desafios no pré-sal por serem conquistados, o Brasil retomou
o processo licitatório.
Esse período de inatividade em termos de licitações
foi interessante para que a Petrobras (empresa na qual
o governo detém 51% de participação) buscasse fôlego
financeiro para desenvolver a área de Libra, dado que
ao começar a fase de desenvolvimento da produção já terá
passado a fase de investimentos pesados nos campos da
cessão onerosa e dos primeiros blocos do pré-sal. Porém,
a produção projetada estará acima dos níveis atuais,
e a indústria brasileira que fornece bens e presta serviços
para a fase de desenvolvimento de produção terá aumentado
seu nível de maturidade.
4
• EY • J an 2 0 1 4
Do ponto de vista legal, a retomada das licitações por parte
da ANP motivou uma revisão no modelo de regulamentação
da exploração e produção petrolífera. Em 2010, a Lei nº
12.351 instituiu o regime de partilha para o polígono do pré-sal
e para outras áreas que venham a ser consideradas estratégicas
para o Brasil. As demais áreas com potencial de óleo e gás –
cerca de 97% das bacias sedimentares brasileiras – permanecem
sob o regime de concessão regido pela Lei nº 9.478
ou o regime de cessão onerosa regido pela Lei nº 2.045.
A cessão onerosa de direitos prevê que a União poderá
ceder à Petrobras o direito de exercer atividades de E&P,
por sua conta e risco, em determinadas áreas do pré-sal,
sem licitação, no limite de até 5 bilhões de barris de petróleo
e gás natural.
O valor desta cessão onerosa será avaliado segundo
as melhores práticas da indústria do petróleo, e a Petrobras
pagará à União este valor. Segundo o projeto de lei,
Exemplo de uma cadeia complexa de exploração e produção
Exploração
Regime de partilha
Pelo contrato de partilha de produção previsto para a
exploração dos campos do pré-sal, a propriedade do petróleo
extraído é exclusiva do Estado. Cabe ao contratante explorar
e extrair o petróleo, às suas expensas, em troca de uma parte
do petróleo extraído. As reservas não extraídas permanecem
como propriedade do Estado.
Geologia &
Geofísica (G&G)
Desenvolvimento da produção
Perfuração, Avaliação
e Completação
Unidade de
Produção (UP)
Aquisição
de Dados
Serviços
Interpretação e
processamento
O contratante assume todos os custos e riscos da exploração,
bem como é o único que opera a exploração, não possuindo
qualquer direito de indenização por parte do Estado caso
o campo explorado não seja comerciável. Os custos e riscos
são assumidos pelo contratante em troca de uma partilha
da produção resultante.
É admissível o pagamento de bônus de assinatura na partilha
de produção, mas a prática mais comum é não pagar bônus:
vence a licitação o contratante que conferir uma maior
participação, em favor do Estado, no volume de petróleo
produzido. A parte da produção que cabe ao Estado é retida
e vendida ou armazenada por ele próprio, mas o Estado
poderá se valer de uma empresa estatal para gerenciar
a comercialização de seu petróleo ou mesmo poderá
contratar o próprio explorador do campo para administrar
e comercializar o petróleo de sua propriedade.
A criação de políticas corretas que incentivem o mercado
local é o que dará suporte para o surgimento de fornecedores
capacitados a ofertar produtos e serviços aos principais
atores do mercado brasileiro. É de grande importância
a implantação de medidas corretas que gerem um ambiente
que estimule a concorrência com o objetivo de fortalecer
e desenvolver a indústria.
Sistema de Coleta
da produção
Produção
Produçõa e Manutenção
Afretamento / Operação de Sonda
Perfuração e
Completação
Serviços Subsea
(Instalação)
Serviços Manutenção
(topside, subsea)
Contratação EAMs / Transporte aéreo / Base de apoio
Insumos para perfuração e completação
Equipamentos perfuração e ferramental
Bens
Naval Sismicos
Proj, Fab e Inst de Módulos e Topsides
p/ Sondas / UPs
Eq. subsea
e ferramental
Casco Sondas / UPs
Dutos de
exportação
Navla Aliviadores
Naval EAMs
M&E industriais (investimento, reposição)
Fonte: EY
EY
• Ja n 2014 • 5
Parte I • Lições aprendidas no Mar do Norte
Recentemente a EY realizou um estudo referente à atuação
da Noruega e da Inglaterra no Mar do Norte. A área
a ser explorada foi a mesma, mas os dois países tiveram
diferentes resultados.
O estudo foi estruturado sobre três pilares considerados
fundamentais para o desenvolvimento da indústria de
petróleo e gás:
• Desenvolvimento da indústria nacional: políticas
do governo para consolidar a indústria.
• Pesquisa e desenvolvimento: estratégias
de inovação e tecnologia adotadas para dar suporte
ao desenvolvimento da indústria.
Produção milhões de boe
Tendo em vista que o Brasil tem hoje uma produção de petróleo
de 2 milhões de bp/d (barris de petróleo por dia) e que os
desafios do pré-sal duplicariam esses valores de produção até
2020, poderíamos afirmar que o Brasil tem como desafio o
desenvolvimento de uma produção do tamanho da Noruega.
Inglaterra
• Tributações: política tributária adotada
para o fortalecimento da indústria.
O estudo realiza uma análise de cada um dos países.
Trazemos aqui alguns pontos relevantes que poderão
nos ajudar a entender o que se poderia esperar do Brasil
e suas grandes reservas de petróleo e gás.
Início
Estatísticas
Noruega
Inglaterra
• Produção de petróleo: 2,1 MM b/d
• Produção de petróleo: 1,3 MM b/d
• Produção de gás: 0,3 bi m3/d
• Produção de gás: 0,15 bi m3/d
• Reservas de petróleo: 5,2 bi barris
• Reservas de petróleo: 5,5 bi barris
►
• Reservas de gás: 2,042 bi m3
• Reservas de gás: 520 bi m3
►Contribuição
para a
economia
• Contribuição 2010: $ 87 bi
• Gera cerca de $ 12,4 bi ao ano em impostos
• Participação no PBI: 21%
• Geração de empregos diretos e indiretos: 350.000
(1,2% do total)
• Ingresso do governo: 26%
• Empresas offshore: 133
►
• Total investimento: 26%
• Representa menos de 3% da renda bruta nacional
►
• Fluxo de caixa para o governo: $ 45 bi
►Produção
e reservas
►
►
►
►
►
• EY • J an 2 0 1 4
Produção milhões de boe
1980
1985
1990
Crescimento
No caso da Inglaterra, a política do governo foi diferente:
o desenvolvimento da indústria foi focado na maximização
da receita no curto prazo, o que trouxe bons resultados
no início, porém uma produção irregular na sua fase
de crescimento e uma curva com um declive pronunciado
a partir do ano 2000.
Noruega - Produção
Gás
Petróleo
Pilares para o desenvolvimento da indústria – Noruega
1995
2000
2005
2010
Maturação
►• ►Incentivo a novos entrantes (2003)
•
► Foco em maximizar a recuperação
de habilidades e conhecimentos locais e de clusters industriais
construídos simultaneamente ao longo da costa norueguesa.
Uma abordagem mais lenta permitiu que as empresas
locais pudessem adquirir experiência, proporcionando
a oportunidade de fazer parte de uma nova indústria.
Pesquisa e desenvolvimento: financiar pesquisa e
desenvolvimento foi a chave para o avanço tecnológico
e a transformação de pequenas empresas em operadores
de serviços de O&G.
Taxa de imposto elevada, mas com benefícios que estimulam
a pesquisa e o desenvolvimento no setor.
Tributações: implantação de um regime tributário simples,
ajustado ao modelo tripartite (Ministério de Energia
e Petróleo, Diretório de Petróleo da Noruega e Statoil),
que permite uma maior transparência por parte do governo
para o setor.
Desenvolvimento da indústria nacional: criação de
1975
1980
1985
1990
Fase de crescimento
► Criação do Ministério de Energia
•
►• Rodadas de concessão para
e Petróleo para representar
controlar o desenvolvimento (1965)
os interesses das autoridades
►• Criação da Statoil e do Diretório
da Noruega (1978)
de Petróleo da Noruega (NPD)
►• Desenvolvimento da Hydro e Saga
para proteger o interesse
como operadora, criando um
do Estado (1972)
ambiente de concorrência (1979)
6
1975
Os dados apresentados demonstram que a política da Noruega
foi baseada no fortalecimento da indústria, porém a sua
produção teve um ritmo de desenvolvimento mais lento,
respeitando os tempos nas diferentes fases da exploração
e produção. Esse desenvolvimento da produção com passos
firmes permitiu ao país desenvolver a sua estrutura logística
e de suporte ao setor.
Noruega
Fase de início
Petróleo
O resultado obtido de uma mesma área de petróleo e gás
pelos dois países foi claramente produto da política que cada
um deles decidiu pôr na prática.
• Empresas offshore: 90
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
1970
Gás
► ►51% da BNOC vendida
•
►• ►Criação da British National Oil
(criação da Britoil – 1982)
Corporation (BNOC) e da British Gas
Corporation (BGC), em 1976 e 1972 •
► Venda da participação do
governo na Britoil e BP (1987)
►•Criação de um escritório de
fornecedores offshore para
•
► BP adquire a Britoil (1988)
incrementar o conteúdo local
•
► Foco no gás para compensar
(1973)
a queda na produção
• Empregos gerados: 200.000
►
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
1970
1995
2000
2005
2010
Fase de maturação
►• Maior foco em segurança e meio ambiente
►• Políticas para aumentar a recuperação
de petróleo
uma empresa nacional (Statoil), que foi privatizada quando
o modelo se consolidou; uma empresa de capital misto
(Hydro), que em 2007 foi incorporada à Statoil; e uma
empresa privada (Saga), que em 1999 foi incorporada pela
Hydro. A criação dessas três empresas tinha como objetivo
gerar um ambiente de competição perfeito. A Statoil tem
sido o foco principal e o agente para o desenvolvimento
de experiência no setor norueguês. A abordagem por fases
de licenciamento tem contribuído para o desenvolvimento
►• Maior enfoque no gás e no transporte
para a Europa
►• Privatização parcial da Statoil (2001)
EY
• Ja n 2014 • 7
Pilares para o desenvolvimento
da indústria – Inglaterra
Desenvolvimento da indústria nacional: o governo
da Inglaterra focou seus esforços e estratégias no
desenvolvimento em curto prazo. A falta de desenvolvimento
da indústria nacional gerou uma forte dependência de
empresas internacionais, principalmente na fase de queda
da produção. As empresas locais só entraram atuando em
algumas etapas do processo e com alguns serviços, deixando
na mão das empresas estrangeiras os serviços que exigem
conhecimento específico.
Pesquisa e desenvolvimento: não havia uma estratégia
do governo que estimulasse a pesquisa e o desenvolvimento
tecnológico. Isso fez com que a própria indústria tivesse de
encontrar novas formas de fomentar a inovação, o que gerou
a duplicação de esforços no desenvolvimento tecnológico
de petróleo e gás.
Não houve esforço sistemático no Reino Unido para
desenvolver as capacidades de ensino e pesquisa voltadas
para o setor de petróleo e gás. As ligações entre
as universidades e a indústria foram desenvolvidas
como resultado de esforços acadêmicos individuais.
correspondente à multa, gerando desse modo uma
sobreprecificação dos serviços. Esse ponto é de importante
relevância para ser avaliado porque, se isso continuar no
longo prazo, poderá gerar um efeito contrário ao esperado.
No ponto do “Desenvolvimento da indústria”, o Brasil fica
no meio de ambos os dois países. Por um lado, vem colocando
pressão na diminuição da duração das fases e do primeiro óleo
sem respeitar o tempo de maturação intrínseco da indústria
e os impactos disso no desenvolvimento de uma indústria
sólida. Mas, por sua vez, o País busca desenvolver a indústria
local (tendo umas das maiores taxas de conteúdo local
do mercado) adotando medidas como a aplicação de multas
pela falta de cumprimento dos percentuais estipulados. No
entanto, os fornecedores incorporam no seu preço o valor
a força motriz para a evolução das políticas recentes,
o que permitiu que o governo ajustasse a política fiscal
levando em consideração a maturidade da bacia.
Brasil
Qual é o modelo que o Brasil está aplicando?
A julgar pelas curvas de produção de ambos os países,
podemos observar que o ritmo de produção e os
resultados em termos de desenvolvimento obtidos pela
Noruega demonstram que esse é um modelo mais sólido
e estruturado.
Tributações: as mudanças progressivas no regime fiscal
eram um reflexo dos movimentos dos preços do petróleo.
Por sua vez, as mudanças na política fiscal resultaram
em um conjunto bastante complexo de taxas de impostos.
Trazendo esses aspectos destacados da Noruega e
da Inglaterra ao Brasil, pode-se observar que o País está
caminhando numa mistura de ambos os modelos. A
grande questão é como o Brasil vai fazer frente aos desafios
e lidar com os impactos que isso vai gerar em temas como
sustentabilidade, desenvolvimento da cadeia de petróleo
e gás e desenvolvimento da produção.
As discussões e consultas entre o governo e a indústria
de petróleo e gás do Reino Unido nos últimos anos têm sido
“O Brasil faz o seu planejamento como a Noruega,
mas na execução age como a Inglaterra.”
Brasil - Produção
1.800
Gás
1.600
Petróleo
Produção milhões de boe
1.000
800
600
400
200
0
2004
2008
2012
2016
2020
Curva de Produção do Brasil, dados BMI
Início
Crescimento
Maturação
►• ►Criação do regime de partilha
para os campos do pré-sal
►• ►1ª rodada de licitação do pré-sal
►• ►Foco no gás para suprir a demanda
doméstica
• EY • J an 2 0 1 4
Noruega
Inglaterra
Brasil
Desenvolvimento
da indústria
Sustentável, de crescimento
lento, mas que permitiu o
desenvolvimento do setor
Crescimento acelerado
para gerar receita
Contradições entre um modelo
sustentável de longo prazo e pressões
para crescimento acelerado para gerar
receita (primeiro óleo)
Pesquisa e
desenvolvimento
Amplo apoio do governo, que
permitiu o avanço tecnológico
e o desenvolvimento de
fornecedores
Sem estratégia do
governo, deixando
na mão da indústria
Apoio do governo, porém
muito dependente de programas
coordenados pela própria Petrobras
Tributações
Regime tributário simples
– modelo tripartite
Regime tributário complexo Regime tributário complexo
e com muitas mudanças
Capital humano: a escassez de talentos é especialmente
problemática para companhias de mercados de rápido
crescimento, em que a maioria das empresas vem apontando
a falta de profissionais aptos como um dos maiores
desafios da próxima meia década – especialmente em áreas
onde a demanda está em um nível alto, como infraestrutura
de petróleo e gás.
1.200
8
Pilares
Desafios para o desenvolvimento do pré-sal
•
► Mudanças na regulamentação
(Lei nº 12.734/12, de distribuição
dos royalties)
No que se refere à parte “Tributações”, o Brasil se encaixa
mais no modelo da Inglaterra, com um regime tributário
complexo e uma tentativa de aceleração do desenvolvimento
das suas reservas.
Parte II • Perspectivas para novas rodadas
1.400
2000
No aspecto de “Pesquisa e desenvolvimento”, poderíamos
colocar o Brasil com uma visão mais similar à da Noruega.
A Petrobras está investindo fortemente em tecnologia,
sendo um player de relativa importância em exploração em
águas ultraprofundas. A empresa vem trabalhando por meio
do seu Centro de Pesquisa (Cenpes) junto a universidades
para desenvolver tecnologia e capital humano focado nas
necessidades da indústria.
•
► Criação da Pré-Sal Petróleo SA (empresa
que regulamentará os contratos de partilha)
•
► Desenvolvimento da indústria nacional
•
► Planejamento para evitar declínio
das curvas de produção
•
► Ajuste de políticas de conteúdo local
As grandes descobertas de óleo e gás demandarão uma
melhor gestão de recursos humanos por parte das empresas
e de um número maior de técnicos e engenheiros com
capacidade para atuar num segmento que requer grande
quantidade de recursos com alto grau de tecnicismo.
O Brasil está entre os piores do ranking em termos de
qualidade da educação do ensino secundário, o que gera
um grande impacto (negativo) na oferta de competências
no mercado. O mercado brasileiro apresenta falta de cursos
de formação específica para o segmento de óleo e gás,
e a demanda por esses profissionais vem se incrementando
acentuadamente após as descobertas do pré-sal.
O aumento do ingresso de estrangeiros (42.914 e 73.022
estrangeiros em 2009 e 2012, respectivamente) para suprir
a falta de profissionais é um ponto a ser avaliado pelas
empresas enquanto muitos profissionais vão se formando
e ganhando experiência. A administração de recursos
estrangeiros por parte das empresas é um ponto a se olhar
com atenção, pois pode-se incorrer em custos adicionais
sem a correta legalização dos mesmos perante os organismos
governamentais.
Inovação tecnológica: o pré-sal e os recursos não convencionais
demandarão tecnologia e insumos específicos. Embora a
Petrobras esteja investindo em pesquisa e desenvolvimento
no seu Centro de Pesquisa (Cenpes), existem componentes
e serviços necessários que deverão ser supridos por companhias
internacionais. A expertise de grandes players internacionais
e o desenvolvimento de tecnologia ou insumos que não são
supridos no mercado nacional terão um papel fundamental
no desenvolvimento de reservas não convencionais.
Investimentos: os investimentos envolvidos na indústria de
petróleo e gás são de uma magnitude gigantesca, começando
com os números correspondentes aos recursos necessários
para financiar suas atividades. Sendo um dos países
com grande potencial, o Brasil deve atrair volumes adicionais
de investimentos, perto do PIB de vários países. As inúmeras
empresas que já fazem parte da cadeia de abastecimento
e outras que pretendem se juntar estão à procura de
financiamento para atender às demandas futuras. Só
EY
• Ja n 2014 • 9
considerando as três rodadas de 2013, será necessário
investir no mercado brasileiro uma soma entre US$ 160
e US$ 210 bilhões.
As oportunidades do pré-sal devem atrair investimentos
significativos para toda a indústria e, neste contexto,
a complexidade do gerenciamento de projetos de capital
é um desafio crucial. A entrega bem-sucedida de projetos
terá mais do que nunca impacto sobre o valor de mercado
de algumas empresas, e alcançar os resultados esperados
será fundamental para garantir e manter a confiança
do mercado.
Infraestrutura: o Brasil apresenta grandes desafios
em termos de infraestrutura para poder dar suporte
aos compromissos assumidos. O pré-sal demandará uma
grande infraestrutura logística, considerando a distância
dos blocos ao continente (350 km) e, no caso da produção
de gás, o País deverá desenvolver sua malha de gasodutos
em algumas regiões ainda deficitárias.
Legislação impositiva: embora muito tenha sido feito
desde o fim do monopólio da Petrobras sobre a exploração
e produção de petróleo, em 1997, o País ainda tem um
longo caminho a percorrer antes de alcançar um ambiente
regulatório moderno, principalmente no que se refere à carga
tributária. Sem essas condições, as empresas devem buscar
constantemente esclarecimentos com as autoridades fiscais,
em um esforço árduo para interpretar a lei.
Alternativas de investimentos para o capital estrangeiro
O ano de 2013 marcou a retomada das rodadas de licitações, mas muitas atividades têm que ser realizadas para que o
Brasil continue sendo um foco de investimento de capital estrangeiro. O País precisa ser competitivo para continuar atraindo
investimentos e tecnologias para dar suporte ao desenvolvimento da indústria nacional de petróleo e gás.
Pré-sal africano
Do lado oposto ao Brasil, no mesmo oceano, a África Ocidental
oferece uma alternativa para investidores, o“pré-sal africano”.
Geólogos dizem há muito tempo que o solo oceânico no
oeste da África se assemelha ao da América do Sul. Os dois
continentes formavam uma massa única aproximadamente
200 milhões de anos atrás. Agora, os preços do petróleo
constantemente acima de US$ 100 por barril e tecnologias
mais baratas tornam mais viável para as empresas explorarem
milhares de milhas sob a superfície.
As prospecções têm o potencial de ser gigantes, de pelo
menos 250 milhões de barris, com perspectiva de alcançar
ou superar os 500 milhões de barris. Até o momento,
México
Golfo do México
Moderada/elevada
Moderada
• Concessão
Baixa
Recentemente aberto, com possíveis
atitudes mistas no que diz respeito
ao apoio
Amplamente favorável
• Contrato de produção
de partilha
América do
Norte – Shale Gas
• Propriedade privada
dos direitos de subsolo
• Concessão de terras
federais
Baixa
Amplamente favorável
África do
Norte – offshore
• Principalmente contrato
de produção de partilha,
com algumas concessões
mais antigas
Alta
Alguns desafios, mas altamente favorável
Rússia
• Contrato de produção
de partilha
Moderada/elevada
Alguns desafios, mas altamente favorável
Moderada/elevada
Alguns desafios, mas altamente favorável
Moderada/elevada
Alguns desafios, mas altamente favorável
200.000
180.000
3.000
160.000
2.500
140.000
2.000
120.000
100.000
1.500
80.000
1.000
60.000
500
40.000
0
20.000
2006
Argentina
• Concessão
Moderada/elevada
Atitudes mistas no que diz respeito ao apoio
Equador
• Concessão
Moderada/elevada
Amplamente favorável
Oriente Médio
• Misto (algumas concessões,
alguns CPPs, alguns
fechados para participação)
Relativamente alta
Geralmente favorável
Venezuela
• Concessão/serviço
Moderada/elevada
Atitudes mistas no que diz respeito ao apoio
• EY • Jan 2 0 14
220.000
3.500
Alguns desafios, mas altamente favorável
Mar Cáspio
10
4.500
Ambiente regulatório
4.000
• Misto, com mudanças
nos modelos de contratação:
serviço, partilha da
utilidade ou da produção
e licença
África Oriental –
gás offshore
África - Reservas Provadas e produção
Produção milhões de boe
África Ocidental –
águas profundas
• Principalmente CPP
(Contrato de Produção
de Partilha), com algumas
concessões mais antigas
Atuação do governo
Houve preocupação quanto à legislação para o desenvolvimento
de petróleo e minerais. Inicialmente, o projeto foi muito
ambíguo, particularmente no que diz respeito aos direitos
ativos de propriedade. No entanto, isso já foi esclarecido,
tendo sido definido que o governo tomará 20% do realizado
em todos os novos empreendimentos de petróleo e gás.
Somado a isso, o governo terá a opção de comprar
mais uma participação de 30% em cada projeto, com preços
a valores de mercado.
Reservas milhões de boe
Regime
O primeiro ano foi de coleta de dados sísmicos, depois foi
a vez da avaliação dos resultados – 2014 será, para a maioria
dos operadores, o ano das perfurações. Alguns especialistas
avaliam que a zona do pré-sal poderia se estender mais
ao norte, até a República do Congo e a Guiné Equatorial,
ou para o sul, na Namíbia, alongando-se por uma faixa de mais
de 2 mil quilômetros do litoral.
O entusiasmo surgiu depois de descobertas na camada
do pré-sal feitas pela Total e Cobalt no Gabão e em Angola,
mudando o foco para uma região que estava em segundo
plano em relação ao boom na exploração de gás no leste
da África.
Além do Brasil, existem outras regiões com grandes reservas exploradas e outras inexploradas, ou que estão se abrindo
a investimentos estrangeiros.
Região
a maior parte do entusiasmo se concentra em Angola,
onde a prospecção está mais avançada depois de uma rodada
de licenças em 2011.
2008
Gás Reservas
2010
Petróleo Reservas
2012
2014
Gás Produção
2016
2018
2020
Petróleo Produção
Fonte: BMI
A curva de produção de petróleo e gás apresenta um
crescimento de 24% e 40%, respectivamente, no período
de 2014-2020. As reservas de petróleo e gás, porém,
têm uma projeção mais estável, de 0% e 13%, respectivamente.
As curvas têm que mudar uma vez confirmados os volumes
de petróleo e gás que se encontram na área do pré-sal africano.
EY
• Ja n 2014 • 1 1
Abertura do mercado mexicano
O mercado mexicano apresentava, até fins de 2013, uma
política fechada para investimentos estrangeiros na área
de petróleo e gás no país. O declínio do campo de Cantarell
estava colocando as reservas do México numa situação
de muito aperto, e a Pemex não conseguia fazer frente
aos investimentos necessários para reverter a situação.
A nova reforma energética (aprovada em 21 de dezembro
de 2013) acendeu uma luz de esperança no final do túnel.
As modificações da legislação energética permitirão
modernizar a indústria de petróleo e gás, incrementando
a receita petrolífera do país, impulsionando o crescimento
econômico e fortalecendo a Pemex e a CFE (Comissão
Federal de Eletricidade).
bens e serviços locais, à geração de empregos e à distribuição
de renda.
Para alcançar esses objetivos, a ANP manteve a aplicação
de regras de conteúdo local, que possibilitam o fortalecimento
de fornecedores nacionais de bens e serviços. A oferta
de áreas em diversos Estados brasileiros contribuirá para
a redução das desigualdades a partir da descentralização
da produção de petróleo e gás no País, incentivando
o crescimento da indústria petrolífera em regiões em que
esse segmento é inexistente ou incipiente.
Mexico - Reservas provadas e Produção
3.500
14.000
3.000
12.000
Produção milhões de boe
2.500
10.000
2.000
Reservas milhões de boe
16.000
4.000
Esta primeira rodada do ano teve ênfase na margem
equatorial brasileira e em áreas terrestres maduras situadas
nas Regiões Sudeste, Norte e Nordeste do Brasil. No
total, foram licitados 289 blocos (123 em terra e 166
no mar), cobrindo uma área de 155,8 mil km², distribuídos
em 11 bacias sedimentares (novas fronteiras e maduras):
Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas,
Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar,
Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano Sul.
Os blocos oferecidos em áreas terrestres nas bacias de
Sergipe-Alagoas, Recôncavo, Potiguar e Espírito Santo –
onde já houve ou estão em curso atividades de exploração
e produção de óleo e gás e, portanto, têm infraestrutura
já instalada – foram oportunidades de investimento
para empresas de menor porte.
Detalhes da rodada
A 11ª rodada de licitações de blocos para exploração e
produção de petróleo e gás natural aconteceu nos dias 14
e 15 de maio de 2013 na cidade do Rio de Janeiro, Brasil.
Mapa das áreas de atuação
01
Bacia de Foz do Amazonas
Foz do Amazonas Basin
-51°11'
-50°00'
-49°30'
-49°00'
-48°30'
-48°00'
-47°30'
-47°06'
5°39'
5°30'
5°30'
5°00'
5°00'
01
4°30'
6.000
1.000
4°00'
04
2°30'
2°30'
2°15'
2°15'
-51°11'
-50°30'
-50°00'
-49°30'
Gás Reservas
2012
Petróleo Reservas
2014
2016
Gás Produção
2018
-49°00'
50
-43°06'
1°57'
1°30'
1°00'
1°00'
0°30'
0°30'
0°00'
0°00'
-48°30'
-48°00'
-47°30'
-0°30'
-0°54'
100
-45°30'
-47°06'
-45°00'
0
-44°30'
50
-44°00'
100
-43°30'
-43°06'
150
03
Bacia de Barreirinhas
Barreirinhas Basin
04
Bacia do Ceará
Ceará Basin
06
Teresina
Maranhão
Rio Grande do Norte
Petróleo Produção
-46°00'
150
Fortaleza
2020
-43°50' -43°30'
-39°21' -39°00'
Natal
07
-38°30'
-43°00'
-42°30'
-42°00'
-41°24'
-0°24'
-0°24'
-1°00'
-1°00'
-1°30'
-1°30'
-2°00'
-2°00'
-37°51'
-1°37'
-1°37'
-2°00'
-2°00'
-2°30'
-2°30'
-3°00'
-3°00'
João Pessoa
Piauí
Recife
Porto Velho
08
Alagoas
Fonte: BMI
Maceió
Rio Branco
-3°22'
Palmas
-3°22'
-39°21' -39°00'
09
0
Aracaju
-38°30'
50
-2°30'
-37°51'
100
150
-2°30'
-2°51'
km
-2°51'
-43°50' -43°30'
-43°00'
0
-42°30'
50
-42°00'
100
-41°24'
150
Manaus
km
Mato Grosso
• Modernizar e fortalecer (sem privatizar) a Pemex e a CFE
como empresas produtoras 100% mexicanas.
• Ter uma maior oferta energética e com melhores preços.
• Garantir padrões internacionais de eficiência
e transparência.
• Impulsionar o desenvolvimento do país com
responsabilidade social e ambiental.
Unidades de Processamento de Gás Natural
Natural Gas Processing Units
Setores / Sectors
Blocos Oferecidos - 11ª Rodada/
Offered Blocks - Round 11
Janelas / Zooms
Unidades de Produção /Production Units
Refinarias / Refineries
Áreas de Acumulações Marginais sob Concessão
Marginal Fields under Concession
Rodada 2 / Round 2
Capitais / Capitals
Campos em Produção / Production Fields
Blocos Exploratórios sob Concessão
Exploratory Blocks under Concession
Limites Internacionais / International Boundaries
Tipos de contratos que o governo poderá utilizar:
Rodada 2 / Round 2
• Partilha da utilidade: os contratos de utilidades
compartilhadas deixam o petróleo e o gás sob o controle
do Estado e compartilha-se uma porcentagem da utilidade
em dinheiro com os investidores, mas não o petróleo.
Rios / Rivers
-37°03'
Bacias Sedimentares-Terra / Onshore Basins
Rodada 5 / Round 5
Bacias Sedimentares-Mar / Offshore Basins
Rodada 6 / Round 6
-35°57'
-4°51'
-5°00'
-5°00'
Arquipélago de Abrolhos
Faixas Batimétricas (m) /
Bathymetry Bands (m)
Rodada 9 / Round 9
-36°30'
-4°51'
Goiânia
Lagoas e Represas / Lakes and Dams
Rodada 4 / Round 4
Rodada 7 / Round 7
• Serviços: os contratos de serviço estipulam o pagamento
por parte do governo às empresas sem que elas corram
riscos, ou seja, sem importar se acham ou não petróleo.
-38°21' -38°00'
DF
Embasamento /Igneous and Metamorphic Terrains
Rodada 3 / Round 3
05
Bacia Marítima de Potiguar
Potiguar Offshore Basin
06
Bacia Terrestre do Potiguar
Potiguar Onshore Basin
Cuiabá
Limites Estaduais / States Boundaries
Cessão Onerosa / Onerous Rights Transfer
Oleodutos / Oil Pipelines
Gasodutos projetados/em construção
Projected/under construction Gas Pipelines
Belo Horizonte
2000 a 2500 / 2000 to 2500
-3°00'
-3°30'
-3°30'
-4°00'
Espírito Santo
Campo Grande
-5°32'
1000 a 2000 / 1000 to 2000
2500 a 3000 / 2500 to 3000
-2°39'
Vitória
400 a 1000 / 400 to 1000
Gasodutos / Gas Pipelines
-5°32'
-37°03'
11
-36°30'
-35°57'
-4°34'
-4°34'
-38°21' -38°00'
0
15
30
-37°30'
-37°00'
0
50
100
Principais mudanças:
São Paulo
11
Bacia Marítima do Espírito Santo
Espírito Santo Offshore Basin
-39°37'
-39°00'
-38°30'
-20°11'
-20°30'
-20°30'
-21°00'
-21°00'
-21°22'
-21°22'
-39°37'
0
-39°00'
-38°30'
50
100
AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO,
GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP
-38°04'
-20°11'
-38°04'
www.anp.gov.br
www.brasil-rounds.gov.br
Curitiba
07
Bacia de Pernambuco-Paraíba
Pernambuco-Paraíba Basin
09
Bacias de Tucano Sul e Recôncavo
Tucano Sul and Recôncavo Basins
-34°53'
-39°05'
-38°30'
-34°30'
ÁREAS SOB CONCESSÃO, BLOCOS E SETORES OFERECIDOS NA
DÉCIMA PRIMEIRA RODADA DE LICITAÇÕES
-34°00'
OFFERED BLOCKS - BRASIL ROUND 11 AND CONCESSION AREAS
Porto Velho
-33°31'
-6°02'
-6°02'
-6°30'
-6°30'
-7°00'
-7°00'
-7°30'
-7°30'
Superintendência de Definição de Blocos - SDB
Superintendência de Promoção de Licitações - SPL
Superintendência de Dados Técnicos - SDT
Florianópolis
-37°55'
-11°03'
-11°03'
08
Bacia de Sergipe-Alagoas
Sergipe-Alagoas Basin
150
km
10
Bacia Terrestre do Espírito Santo
Espírito Santo Onshore Basin
-35°54'
-35°30'
-35°02'
-8°41'
-39°33'
-18°53'
-18°53'
-19°00'
-19°00'
-11°30'
-11°30'
Avenida Rio Branco, 65 - 18º andar
Centro - Rio de Janeiro - RJ - CEP 20090-004
Tel.: (55 21) 2112-8563 / 2112-8533 / 2112-8503
Fax: (55 21) 2112-8529 / 2112-8509
Rio Branco
• A nação poderá outorgar alocações ou contratos à Pemex.
• A nação poderá outorgar contratos a empresas privadas.
• Alcançar taxas de restituição de 100% (para cada barril
de petróleo e gás produzido, outro deverá estar pronto
para ser produzido).
• Criação do Fundo Mexicano do Petróleo
para a Estabilização e o Desenvolvimento.
• Dentre as áreas onde existem investimentos de exploração
ou tenham sido feitas descobertas com potencial de sucesso,
a Pemex poderá escolher as que sejam mais atraentes
12
• EY • Jan 2 0 14
-9°00'
Parte III • A retomada da indústria
com as rodadas de 2013
11ª rodada da ANP – maio de 2013
Objetivo da rodada
O objetivo da 11ª rodada foi promover o conhecimento
das bacias sedimentares, desenvolver a indústria petrolífera
de pequeno e médio porte e fixar empresas nacionais e
estrangeiras no País, dando continuidade à demanda por
MAP WITHOUT PROJECTION
GEOGRAPHIC COORDINATES
DATUM: SAD 69
MAPA SEM PROJEÇÃO
COORDENADAS GEOGRÁFICAS
DATUM: SAD 69
-8°41'
Porto Alegre
-40°07'
Venezuela
Guiana
-8°30'
-9°00'
-19°42'
-40°07'
-39°33'
15
30
km
45
-12°19'
-38°30'
0
15
-37°55'
30
km
45
0
250
500
750
1000
km
10
-9°00'
-9°39'
-35°54'
-35°30'
0
15
-9°30'
-35°02'
30
-9°30'
-34°53'
45
-34°30'
0
-34°00'
50
km
-33°31'
100
150
km
Legenda / Legend
Blocos Oferecidos - 11ª Rodada/
Offered Blocks - Round 11
Janelas / Zooms
Argentina
Uruguai
Compilação e edição: Superintendência de Dados Técnicos - Atualização 28/02/2013
Unidades de Produção /Production Units
Refinarias / Refineries
Áreas de Acumulações Marginais sob Concessão
Marginal Fields under Concession
Rodada 2 / Round 2
Capitais / Capitals
Campos em Produção / Production Fields
Blocos Exploratórios sob Concessão
Exploratory Blocks under Concession
Limites Internacionais / International Boundaries
Rodada 2 / Round 2
Limites Estaduais / States Boundaries
Rios / Rivers
Lagoas e Represas / Lakes and Dams
Embasamento /Igneous and Metamorphic Terrains
Rodada 3 / Round 3
Bacias Sedimentares-Terra / Onshore Basins
Rodada 4 / Round 4
As descobertas na costa oeste africana, nas bacias de Gana
e Costa do Marfim, evidenciam o grande potencial da área.
Confirmam essa perspectiva as descobertas comerciais e
subcomerciais nas bacias do Ceará, Pará-Maranhão e Potiguar,
além dos numerosos indícios de petróleo registrados nos
poços perfurados. Os tipos de óleo identificados nessas bacias
são leves e de excelente qualidade.
Chile
Unidades de Processamento de Gás Natural
Natural Gas Processing Units
Setores / Sectors
A margem equatorial do Brasil é tida como uma das fronteiras
mais promissoras em petróleo e gás, fazendo parte do
chamado “Golden Triangle” (Triângulo de Ouro), composto
pelo litoral brasileiro, Golfo do México, o oeste da África
e regiões de características geológicas similares.
11
Paraguai
-9°30'
-9°39'
-12°19'
-39°05'
06
08
NT
IC
O
-9°30'
-19°42'
05
09
Bolívia
-19°30'
ATLÂ
NTIC
O
04
07
BRASIL
-8°30'
-12°00'
PACIF
ICO
-19°30'
NO
03
Equador
-8°00'
Peru
-12°00'
OC
EA
Guiana Francesa
Suriname
01
02
-9°00'
-8°00'
0
• Licença: os contratos de licença preveem a transmissão
onerosa dos hidrocarbonetos uma vez que eles tenham
sido extraídos do solo.
150
km
Rio de Janeiro
OCEA
NO
• Reduzir os riscos financeiros, geológicos e ambientais
nas atividades de exploração e extração de petróleo e gás.
• Partilha da produção: os contratos de produção
compartilhada compartilham uma porcentagem
da produção com os investidores.
-35°54'
-36°30'
45
km
Acima de 3000 / Greater than 3000
Colômbia
• Atrair investimentos para o setor energético.
-35°54'
-36°30'
-4°00'
50 a 100 / 50 to 100
100 a 400 / 100 to 400
Terminais / Terminals
-37°00'
-3°00'
10
0 a 50 / 0 to 50
Rodada 10 / Round 10
-37°30'
-2°39'
AT
LÂ
• Manter a propriedade do país sobre os hidrocarbonetos.
utilizando o conceito “rodada zero” (dá à Pemex a prioridade
de escolha sobre qualquer outra empresa privada).
Salvador
Legenda / Legend
OC
EA
NO
Objetivos da reforma energética:
Boa Vista
-0°54'
-46°27'
km
05
São Luis
2.000
2010
-43°30'
km
0
2008
-44°00'
-0°30'
Manaus
2006
-44°30'
3°00'
03
Belém
0
-45°00'
3°30'
3°00'
4.000
-45°30'
1°30'
4°00'
3°30'
Macapá
-46°00'
1°57'
4°30'
Boa Vista
02
500
02
Bacia do Pará-Maranhão
Pará-Maranhão Basin
-46°27'
8.000
1.500
-50°30'
5°39'
Bacias Sedimentares-Mar / Offshore Basins
Rodada 5 / Round 5
Rodada 6 / Round 6
Faixas Batimétricas (m) /
Bathymetry Bands (m)
Rodada 7 / Round 7
Rodada 9 / Round 9
0 a 50 / 0 to 50
Rodada 10 / Round 10
Cessão Onerosa / Onerous Rights Transfer
Oleodutos / Oil Pipelines
Gasodutos projetados/em construção
Projected/under construction Gas Pipelines
50 a 100 / 50 to 100
100 a 400 / 100 to 400
400 a 1000 / 400 to 1000
1000 a 2000 / 1000 to 2000
Gasodutos / Gas Pipelines
2000 a 2500 / 2000 to 2500
Terminais / Terminals
2500 a 3000 / 2500 to 3000
Acima de 3000 / Greater than 3000
EY
11
Bacia Marítima do Espírito Santo
Espírito Santo Offshore Basin
-39°37'
-20°11'
-39°00'
-38°30'
-38°04'
-20°11'
• Ja n 2014 • 1 3
Detalhes dos participantes
A 11ª rodada teve uma participação bem diversificada,
com interesse de grandes grupos, assim como de empresas
de menor porte, tanto nacionais como internacionais.
A quantidade de empresas interessadas foi uma das maiores
na história das rodadas brasileiras, demonstrando um
grande interesse por parte das empresas para garantir
reservas no Brasil.
64
empresas
habilitadas
Estados
Unidos - 2
Guernesei - 1
3%
7%
Noruega - 1
39
30
3%
empresas
ofertantes
3%
14%
Austrália - 1
4%
França - 1
Portugal - 1
Canadá - 4;
3%
Colômbia - 2
Espanha - 1
7%
3%
empresas
vencedoras
Bermudas -1
3%
Reino
Unido - 3
Brasil - 12
40%
10%
Detalhes dos grupos
Razão Social
Blocos
arrematados*
TotaldeBônus Ofertado**
Total de PEM Ofertado (UT)**
Total de PEM Ofertado (R$)**
Petróleo Brasileiro S.A.
34
R$ 537.913.428,00
46.229
R$ 1.328.442.800,00
Petra Energía S.A.
28
R$ 111.519.473,30
185.475
R$ 745.547.600,00
OGX Petróleo e Gas S.A.
13
R$ 376.010.743,00
25.753
R$ 699.231.400,00
BG Energy Holding Limited
10
R$ 415.500.000,00
6.672
R$ 686.898.500,00
TotalE&PdoBrasil Ltda.
10
R$ 371.932.453,00
7.466
R$ 798.819.200,00
Petróleos de Portugal - Petrogal S.A.
9
R$ 37.851.000,00
16.936
R$ 126.283.000,00
BP Exploration Operating Company Limited
8
R$ 261.263.096,00
5.858
R$ 626.806.000,00
Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A.
8
R$ 94.906.652,40
1.945
R$ 208.125.700,00
Geopark Holding Limited
7
R$ 10.200.000,00
5.377
R$ 20.432.600,00
Imetame Energia Ltda.
7
R$ 2.740.999,97
12.379
R$ 47.040.200,00
Cowan Petróleo e Gás Ltda
6
R$ 3.760.000,00
5.550
R$ 21.088.100,00
G3 Óleo e GásLtda.
6
R$ 2.300.000,00
4.268
R$ 16.218.400,00
Statoil Brasil Óleo e Gás Ltda.
6
R$ 195.020.507,00
4.753
R$ 508.571.000,00
Nova Petróleo S.A.- Exploração e Produção
5
R$ 11.647.000,00
9.061
R$ 34.431.800,00
Brasoil Manati ExploraçãoPetrolífera Ltda
4
R$ 19.322.409,00
1.000
R$ 40.176.800,00
Chariot Oil & Gas Limited
4
R$ 4.256.572,00
484
R$ 28.556.000,00
Alvopetro S.A. Extração de Petróleo e Gás
3
R$ 1.088.296,32
4.192
R$ 15.929.600,00
Ecopetrol S.A.
3
R$ 44.558.050,00
949
R$ 95.735.000,00
GranTierra Energy Brasil Ltda
3
R$ 33.330.000,00
7.378
R$ 28.036.400,00
Ouro Preto Óleo e Gás S.A.
3
R$ 14.807.597,00
12.134
R$ 52.843.600,00
Pacific Brasil Exploração e Produção de Óleo e Gás Ltda.
3
R$ 58.491.370,90
1.230
R$ 131.631.400,00
Premier Oil PLC
3
R$ 49.044.726,50
1.638
R$ 175.223.200,00
Sabre Internacional de Energia S.A.
3
R$ 6.800.000,00
18.521
R$ 70.379.800,00
UTC Óleo e Gás S.A.
3
R$ 2.750.000,00
9.445
R$ 35.891.000,00
BHP Billiton Petroleum Pty Ltd.
2
R$ 30.150.000,00
932
R$ 78.460.000,00
Compañia Española de Petróleo,S.A.U.
2
R$ 30.100.000,00
1.181
R$ 126.313.500,00
Exxonmobil Química Ltda.
2
R$ 63.871.113,00
756
R$ 80.892.000,00
IratiPetróleoe Energia Ltda.
2
R$ 500.000,00
1.900
R$ 7.220.000,00
Niko Resources Ltd.
2
R$ 212.112,90
68
R$ 7.254.600,00
Chevron Brazil Venture Aps.
1
R$ 31.358.050,00
560
R$ 59.920.000,00
R$ 2.823.205.650,29
400.090
R$ 6.902.399.200,00
30
* Por empresa ou consórcio ** Valores jaconsiderando a participação em consórcio
14
• EY • Jan 2 0 14
EY
• Ja n 2014 • 1 5
Detalhes dos grupos habilitados
A 11ª rodada da ANP teve um elevado índice em arrecadação
de bônus de assinatura (valor pago pelas empresas
na assinatura do contrato): R$ 2,8 bilhões. A previsão de
investimentos do programa exploratório mínimo a ser cumprido
pelas empresas vencedoras, de R$ 6,9 bilhões, também foi
recorde. A área arrematada foi de 100,3 mil km2 dos 155,8
mil km2 ofertados.
-40°54'01"
Em agosto de 2013 foram assinados os contratos de concessão
-22°48'35"
entre a ANP e as empresas ganhadoras da licitação. O contrato
prevê uma vigência de oito anos para a fase de exploração
e 27 anos para a fase de produção, prazos prorrogáveis
mediante as cláusulas e condições dispostas no contrato
de concessão.
de Santos
Basin
1ª rodada do pré-sal da ANP – outubro de 2013
Objetivo da rodada
A 1ª rodada do pré-sal deu início a uma nova fase do segmento
de petróleo e gás no Brasil. A abertura do pré-sal no processo
de licitação teve como objetivo atrair investimentos e knowhow de empresas internacionais. O pré-sal deu início a
um novo modelo de regime de partilha, instituído em 2010
segundo a Lei nº 12.351
Em outubro de 2013, teve lugar na cidade do Rio de Janeiro
a 1ª licitação de partilha de exploração e produção de petróleo
e gás com a oferta do prospecto de Libra.
Legenda / Legend
Polígono Libra / Libra Polygon
Campos de Produção /
Production Fields
As descobertas no pré-sal, desde 2006, vêm mudando
as perspectivas para a indústria nacional de óleo e gás.
Consideradas apenas as descobertas feitas até agora,
as estimativas são de 30 bilhões de barris (sendo de 8
a 12 bilhões atribuíveis a Libra), o que daria ao Brasil
a possibilidade de se tornar, em um futuro próximo,
um dos principais produtores mundiais.
Blocos sob Concessão /
Blocks under Concession
Rodada 2 / Round 2
Rodada 3 / Round 3
Rodada 6 / Round 6
Rodada 7 / Round 7
Rodada 9 / Round 9
Cessão Onerosa/ Onerous Rights Transfer
Mapa da localização do campo de Libra
Capitais / Capitals
Polígono Libra - Pré-Sal - Bacia de Santos
Libra Polygon - Pré-Sal - Santos Basin
Terminais / Terminals
-40°54'01"
-22°48'35"
-22°48'35"
BRA
Unidades de Produção: Plataformas Fixas
e Sistemas Flutuantes / Production Units:
Fixed Platforms and Floating Systems
Oleodutos / Oil Pipelines
Limites Estaduais / State Boundaries
Embasamento /
Igneous and Metamorphic Terrains
Legenda / Legend
Campos de Produção /
Production Fields
Blocos sob Concessão /
Blocks under Concession
Rodada 2 / Round 2
Rodada 3 / Round 3
Rodada 6 / Round 6
Rodada 7 / Round 7
Rodada 9 / Round 9
Cessão Onerosa/ Onerous Rights Transfer
Bacias Sedimentares - Terra /
Onshore Basins
Capitais / Capitals
Refinarias / Refineries
Terminais / Terminals
LIBRA
Bacias Sedimentares - Mar /
Offshore Basins
Limites Internacionais /
International Boundaries
Unidades de Produção: Plataformas Fixas
e Sistemas Flutuantes / Production Units:
Fixed Platforms and Floating Systems
Oleodutos / Oil Pipelines
Batimetria / Bathymetry (m)
50
150
400
Limites Estaduais / State Boundaries
Embasamento /
Igneous and Metamorphic Terrains
10
20
30
40
Bacias Sedimentares - Terra /
Onshore Basins
50
Bacias Sedimentares - Mar /
Offshore Basins
Limites Internacionais /
International Boundaries
Quilômetros
0
10
20
30
40
50
Quilômetros
-25°35'01"
-44°00'53"
16
• EY • Jan 2 0 14
-40°54'01"
Petrobras
Brasil
Total
França
Repsol/Sinopec JV
Espanha/China
Ecopetrol
Colômbia
Mitsui
Japão
CNPC
China
12ª rodada – novembro de 2013
Petrogal
Portugal
Objetivos da rodada
Petronas
Malásia
CNOCC
China
Shell
Holanda
ONGC
Índia
A 12ª rodada de licitações de blocos de petróleo e gás natural
teve o objetivo de promover a prospecção de petróleo e gás
natural em bacias terrestres, com ênfase em áreas com
potencial para gás e ainda pouco conhecidas geologicamente
ou com barreiras tecnológicas a serem vencidas.
-25°35'01"
-25°35'01"
Batimetria / Bathymetry (m)
50
150
400
A participação da Petrobras estava confirmada, embora
existisse incerteza sobre o percentual de participação
superior que ela conseguiria (participação mínima de 30%
no consórcio, conforme disposto na Lei nº 12.351/2010). A
surpresa foram as supermajors europeias, que tiveram uma
participação maior (20% cada uma) do que as NOCs chinesas
(20% entre as duas). Esperava-se que as grandes estrelas
fossem as empresas chinesas, que desde alguns anos vem
se expandindo, adquirindo ativos de exploração e produção
em diferentes regiões.
A primeira rodada do pré-sal marcou o começo de uma
nova etapa para o Brasil em termos de volume de reservas
e produção de petróleo e gás e trouxe com ela grandes
desafios, que o País terá de enfrentar nos próximos anos.
A EY realizou um estudo aprofundado sobre o leilão
de Libra: Estudo Libra
Além de ampliar as reservas e a produção brasileira de gás
natural, a ANP teve como objetivos:
•Aumentar o conhecimento das bacias sedimentares
do Brasil.
•Descentralizar o investimento exploratório no País.
•Desenvolver a indústria petrolífera de pequeno
porte e fixar empresas nacionais e estrangeiras
em território nacional.
•Continuar com demanda por bens e serviços locais.
•Gerar empregos e promover distribuição de renda.
Características do primeiro regime de partilha
• Recuperação de custos de até 50% das receitas nos dois
primeiros anos e 30% nos anos seguintes (relativamente
baixa para os padrões internacionais).
• Royalties de 15%, percentual superior à taxa de concessões
existentes, porém compensado pela eliminação da taxa
de participação especial, normalmente aplicável a campos
maiores sob contrato de concessão.
• Requisitos de conteúdo local definidos para cada fase de
desenvolvimento do projeto; os requisitos são ligeiramente
mais baixos do que aqueles usados na última rodada
de licenciamento, o que demonstra que existem desafios
técnicos de desenvolvimento em águas profundas (37%
na fase de exploração, 55% na fase de desenvolvimento
e 59% após o primeiro óleo).
Polígono Libra / Libra Polygon
0
País
• Bônus de assinatura de R$ 15 bilhões.
Refinarias / Refineries
-44°00'53"
Razão social
O leilão, o primeiro específico de uma área do pré-sal, foi
vencido por um único consórcio, formado por Petrobras
(40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%),
com proposta de pagamento para a União de 41,65% do
lucro em óleo. O leilão previa antecipadamente o pagamento
de R$ 15 bilhões em bônus de assinatura e o programa
exploratório mínimo (PEM) de cerca de R$ 610.903.087,00.
Detalhes da rodada
• Participação do Estado de 30% no mínimo, sendo
a Petrobras o operador.
• Fase de exploração de quatro anos no mínimo, mas que
pode ser estendida sem investimento fixo de exploração,
porém com uma aquisição mínima de dados sísmicos
em 3D de 1.547 km² e a perfuração de dois poços
de exploração.
1000
2000
3000
1000
2000
www.brasil-rounds.gov.br
3000
Atualizado - Updated 11/06/2013
www.brasil-rounds.gov.br
Atualizado - Updated 11/06/2013
-40°54'01"
Fonte: ANP
EY
• Ja n 2014 • 1 7
-11°
02
Detalhes da rodada
Em 28 de novembro de 2013, na cidade do Rio de Janeiro,
teve lugar a 12a rodada de licitações, na qual a ANP ofertou
240 blocos exploratórios terrestres com potencial para
gás natural e não convencional em sete bacias sedimentares
localizadas nos Estados do Amazonas, Acre, Tocantins,
Alagoas, Sergipe, Piauí, Mato Grosso, Goiás, Bahia,
Maranhão, Paraná e São Paulo, totalizando 168.348,42 km².
O maior lance da Petrobras foi para um bloco na bacia
do Recôncavo, pelo qual pagou R$ 15,2 milhões.
na bacia Acre-Madre de Dios, 24 na bacia Sergipe-Alagoas
e 30 na bacia do Recôncavo.
A arrecadação foi de R$ 165,193 milhões em bônus
de assinatura, e as empresas se comprometeram a investir
R$ 503 milhões nas áreas vendidas.
A produção de gás proveniente desses blocos poderá ser
utilizada para diferentes fins, sendo uma alternativa à
construção de usinas termoelétricas na área de exploração,
assim como ao escoamento por novas linhas de transmissão
a serem construídas, como no caso do Estado de Acre,
ou à exploração mais próxima de centros industriais, como
no Paraná.
O leilão, realizado em 13 etapas distintas com setores
de sete bacias sedimentares, terminou com a oferta de 16
blocos na bacia do Paraná, um na bacia do Parnaíba, um
01
Bacia de Sergipe-Alagoas
Sergipe-Alagoas Basin
Foram 110 blocos em áreas de novas fronteiras nas bacias do
Acre, Parecis, São Francisco, Paraná e Parnaíba, como forma
de atrair investimentos para regiões ainda pouco conhecidas
ou com barreiras tecnológicas a serem vencidas, permitindo
o surgimento de novas bacias produtoras de gás natural e
de recursos petrolíferos convencionais e não convencionais.
A área desses 110 blocos é de 164.477,76 km².
-37°31'
-37°00'
-37°31'
-37°00'
-36°30'
-36°00'
-9°30'
Unidades de Produção /Production Units
Refinarias / Refineries
Áreas de Acumulações Marginais sob Concessão
Marginal Fields under Concession
Rodada 2 / Round 2
Capitais / Capitals
Campos em Produção / Production Fields
Blocos Exploratórios sob Concessão
Exploratory Blocks under Concession
Limites Internacionais / International Boundaries
Rios / Rivers
Lagoas e Represas / Lakes and Dams
Bacias Sedimentares-Terra / Onshore Basins
Rodada 4 / Round 4
Rodada 6 / Round 6
Faixas Batimétricas (m) /
Bathymetry Bands (m)
Rodada 7 / Round 7
Rodada 9 / Round 9
50 a 100 / 50 to 100
Cessão Onerosa / Onerous Rights Transfer
400 a 1000 / 400 to 1000
Gasodutos projetados/em construção
Projected/under construction Gas Pipelines
1000 a 2000 / 1000 to 2000
Gasodutos / Gas Pipelines
2000 a 2500 / 2000 to 2500
Terminais / Terminals
-38°30'
-11°30'
-12°00'
100 a 400 / 100 to 400
Oleodutos / Oil Pipelines
-11°00'
-10°30'
0 a 50 / 0 to 50
Rodada 10 / Round 10
Desde a descoberta do pré-sal, o Brasil vem sendo alvo
de grandes especulações referentes à sua capacidade legal
e operacional de dar conta de todo o potencial de reservas.
02
Embora as projeções das reservas de petróleo e gás sejam
Bacia do Recôncavo
Recôncavo Basin
promissoras, existem ainda dúvidas por parte de analistas
do setor sobre a capacidade do País para fazer frente
a tais desafios.
As expectativas de desenvolvimento do segmento de petróleo
e gás no médio e longo prazo são positivas, mas, como
em todo processo de crescimento, o setor vai ter de passar
por momentos de aperto, reavaliação e ajustes no curto prazo.
Bacias Sedimentares-Mar / Offshore Basins
Rodada 5 / Round 5
Com 7,5 milhões de km2 distribuídos em 29 bacias
sedimentares com potencial para óleo e gás, e pouco mais
de 4% dessa área sob concessão para atividades de E&P,
o Brasil se posiciona como uma das melhores oportunidades
de negócios do cenário mundial. As imensas reservas
do pré-sal são apenas a parte mais visível do potencial
que no médio prazo poderia colocar o País entre os grandes
produtores mundiais.
Finalmente...
Embasamento /Igneous and Metamorphic Terrains
Rodada 3 / Round 3
-10°30'
-10°00'
Limites Estaduais / States Boundaries
Rodada 2 / Round 2
-9°30'
-10°00'
Unidades de Processamento de Gás Natural
Natural Gas Processing Units
Blocos Oferecidos - 12ª Rodada/
Offered Blocks - Round 12
Janelas / Zooms
-9°22'
-9°30'
A ANP está desenvolvendo uma nova resolução com precauções
e exigências para a exploração e produção de gás natural não
convencional resguardando o meio ambiente, sobretudo as
formações hídricas. O fraturamento hidráulico é uma técnica
de estimulação de poços utilizada para maximizar a produção
de óleo e gás natural em reservatórios não convencionais.
No caso brasileiro, as formações propensas a conter recursos
não convencionais são os folhelhos.
Legenda / Legend
Setores / Sectors
-35°37'
-9°22'
-35°37'
-9°30'
01
Bacia de Sergipe-Alagoas
Sergipe-Alagoas Basin
A protagonista da 12ª rodada da ANP foi a Petrobras,
que arrematou 49 dos 72 blocos licitados no leilão. Desses 49
blocos, 27 foram ganhos pela Petrobras de forma individual
e outros 22 blocos em parceria com empresas como Nova
Petróleo, Cowan, GDF Suez e Ouro Preto.
-36°00'
-9°22'
-10°00'
Também foram incluídos 130 blocos nas bacias maduras
do Recôncavo e de Sergipe-Alagoas, com o objetivo de dar
continuidade à exploração e produção de gás natural a partir
de recursos petrolíferos convencionais e não convencionais
contidos nessas regiões.
-36°30'
-9°22'
Considerações finais
2500 a 3000 / 2500 to 3000
-11°00'
Acima de 3000 / Greater than 3000
gás convencional
-10°00'
01
gás de folhelho
(shale gas)
Um grande reflexo disso é o que hoje está acontecendo
com a Petrobras, que atravessa pressões financeiras para fazer
frente aos compromissos assumidos e aos grandes desafios.
O compromisso com o governo para suprir a demanda local
faz com que a Petrobras apresente um lucro desfavorável
por ter de importar produtos refinados (gasolina e diesel)
a preços internacionais e vender no mercado local com
preço subsidiado.
-12°30'
-10°30'
01
Bacia de Sergipe-Alagoas
Sergipe-Alagoas Basin
-10°30'
-37°00'
-37°31'
-11°32'
-37°30'
-36°30'
-36°00'
-9°22'
-37°00'
-36°30'
02
-36°00'
-35°37'
-11°32'
-9°22'
-35°37'
-9°30'
0
-9°30'
20
40
60
rocha selante
km
-11°00'
folhelho com
gás não migrado
-11°00'
-10°00'
-10°00'
01
perfuraçõa direcional, fraturamento
hidráulico e drenagem de gás
0
-11°32'
-37°30'
200
400
02
-36°30'
0
20
-36°00'
40
600
-10°30'
-11°32'
-37°00'
800
1000
-10°30'
km
-35°37'
60
migração de gás ao longo
do tempo geológico
km
-11°00'
-11°00'
01
02
Bacia do Recôncavo
Recôncavo Basin
-11°32'
-37°30'
-38°30'
-38°00'
-11°32'
-37°00'
-36°30'
02
-37°40'
-11°30'
0
20
-36°00'
40
-35°37'
60
km
-11°30'
AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO,
GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP
www.anp.gov.br
www.brasil-rounds.gov.br
02
Bacia do Recôncavo
Recôncavo Basin
ÁREAS SOB CONCESSÃO, BLOCOS E SETORES OFERECIDOS NA
DÉCIMA SEGUNDA RODADA DE LICITAÇÕES
-37°40'
-11°30'
OFFERED BLOCKS - BRASIL ROUND 12 AND CONCESSION AREAS
AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO,
GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP
www.anp.gov.br
www.brasil-rounds.gov.br
-12°00'
Legenda / Legend
Blocos Oferecidos - 12ª Rodada/
Offered Blocks - Round 12
Janelas / Zooms
Unidades de Produção /Production Units
Capitais / Capitals
Campos em Produção / Production Fields
Blocos Exploratórios sob Concessão
Exploratory Blocks under Concession
Limites Internacionais / International Boundaries
-12°00'
Limites Estaduais / States Boundaries
Lagoas e Represas / Lakes and Dams
Embasamento /Igneous and Metamorphic Terrains
Rodada 3 / Round 3
Rodada 4 / Round 4
Bacias Sedimentares-Mar / Offshore Basins
Rodada 6 / Round 6
Faixas Batimétricas (m) /
Bathymetry Bands (m)
Rodada 7 / Round 7
Rodada 9 / Round 9
Venezuela
0 a 50 / 0 to 50
Rodada 10 / Round 10
Guiana
Guiana Francesa
Suriname
Colômbia
50 a 100 / 50 to 100
Cessão Onerosa / Onerous Rights Transfer
OC
EA
NO
-12°30'
100 a 400 / 100 to 400
Oleodutos / Oil Pipelines
-12°30'
Gasodutos projetados/em construção
Projected/under construction Gas Pipelines
400 a 1000 / 400 to 1000
-12°30'
ATL
ÂN
Equador
TIC
-37°40'
-11°30'
Venezuela
-12°30'
BLOCOS E SETORES OFERECIDOS NA
OC
Guiana ÁREAS
FrancesaSOB CONCESSÃO,
EASEGUNDA RODADA DE LICITAÇÕES
Suriname
DÉCIMA
N
O
AT ROUND 12 AND CONCESSION AREAS
OFFERED BLOCKS - BRASIL
Equador
-12°00'
www.anp.gov.br
www.brasil-rounds.gov.br
Guiana
Colômbia
O
MAP WITHOUT PROJECTION
AGÊNCIACOORDINATES
NACIONAL DO PETRÓLEO,
GEOGRAPHIC
GÁS NATURAL
DATUM:
SAD 69 E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP
MAPA SEM PROJEÇÃO
COORDENADAS GEOGRÁFICAS
DATUM: SAD 69
MAP WITHOUT PROJECTION
GEOGRAPHIC COORDINATES
DATUM: SAD 69
MAPA SEM PROJEÇÃO
COORDENADAS GEOGRÁFICAS
DATUM: SAD 69
Bacias Sedimentares-Terra / Onshore Basins
Rodada 5 / Round 5
-38°00'
-38°30'
-11°30'
Avenida Rio Branco, 65 - 18º andar
Centro - Rio de Janeiro - RJ - CEP 20090-004
Tel.: (55 21) 2112-8563 / 2112-8533 / 2112-8503
Fax: (55 21) 2112-8529 / 2112-8509
Rios / Rivers
Rodada 2 / Round 2
02
Bacia do Recôncavo
Recôncavo Basin
Superintendência de Definição de Blocos - SDB
Superintendência de Promoção de Licitações - SPL
Superintendência de Dados Técnicos - SDT
Refinarias / Refineries
-12°00'
Áreas de Acumulações
Marginais sob Concessão
Marginal Fields under Concession
Rodada 2 / Round 2
Avenida Rio Branco, 65 - 18º andar
Centro - Rio de Janeiro - RJ - CEP 20090-004
Tel.: (55 21) 2112-8563 / 2112-8533 / 2112-8503
Fax: (55 21) 2112-8529 / 2112-8509
OFFERED BLOCKS - BRASIL ROUND 12 AND CONCESSION AREAS
Unidades de Processamento de Gás Natural
Natural Gas Processing Units
Setores / Sectors
Superintendência de Definição de Blocos - SDB
Superintendência de Promoção de Licitações - SPL
Superintendência de Dados Técnicos - SDT
-12°00'
ÁREAS SOB CONCESSÃO, BLOCOS E SETORES OFERECIDOS NA
DÉCIMA SEGUNDA RODADA DE LICITAÇÕES
2000 a 2500 / 2000 to 2500
Terminais / Terminals
2500 a 3000 / 2500 to 3000
Peru
Peru
01
BRASIL
Acima de 3000 / Greater than 3000
02
Venezuela
-12°30'
ÂN
TIC
O
-37°40'
Compilação e edição: Superintendência de Dados Técnicos - Atualização 07/08/2013
0
20
40
km
0
200
400
600
800
1000
km
18
• EY • Jan 2 0 14
60
Chile
-12°55'
-38°30'
20
40
-37°40'
60
Peru
EA
NO
ATLÂ
NTIC
O
01
BRASIL
02
Bolívia
Argentina
-12°55'
-38°00'
0
OC
AT
L
-38°00'
Uruguai
OC
EA
NO
-12°55'
-38°30'
NO PA
CIFICO
-12°55'
ÂN
TIC
O
AT
L
Paraguai
OC
EA
NO
Uruguai
Guiana Francesa
Suriname
Equador
-12°30'
OCEA
60
Argentina
NO PA
CIFIC
O
40
km
Chile
OCEA
20
OCEA
0
-37°40'
NO PA
CIFIC
O
Paraguai
-12°55'
-38°00'
Guiana
Colômbia
Bolívia
-38°30'
MAP WITHOUT PROJECTION
GEOGRAPHIC COORDINATES
DATUM: SAD 69
MAPA SEM PROJEÇÃO
01
COORDENADAS GEOGRÁFICAS
BRASIL
DATUM: SAD 69
02
Bolívia
-12°55'
TIC
Avenida Rio Branco, 65 - 18º andar
Centro - Rio de Janeiro - RJ - CEP 20090-004
Tel.: (55 21) 2112-8563 / 2112-8533 / 2112-8503
Fax: (55 21) 2112-8529 / 2112-8509
1000 a 2000 / 1000 to 2000
Gasodutos / Gas Pipelines
LÂN
O
Superintendência de Definição
de Blocos - SDB
Superintendência de Promoção de Licitações - SPL
Superintendência de Dados Técnicos - SDT
-12°00'
Chile
Paraguai
ÂN
TIC
O
-11°30'
AT
L
-38°00'
Argentina
Uruguai
OC
EA
NO
-38°30'
km
Compilação e edição: Superintendência de Dados Técnicos - Atualização 07/08/2013
Compilação e edição: Superintendência de Dados Técnicos - Atualização 07/08/2013
O que é o gás de folhelho: o gás de folhelho,
encontrado em áreas de permeabilidade relativa
e também chamado de “gás de xisto”, é um dos três
tipos de gases não convencionais cuja ocorrência
não está associada a bolsões de gás armazenados
a partir das camadas de petróleo. Estas produzem
o gás fóssil convencional, encontrado na plataforma
continental e em outras regiões do País. Os demais
gases não convencionais são o confinado (tight gas),
com ocorrência em rochas impermeáveis ou
de baixa permeabilidade, e o metano associado
a camadas de carvão.
Esse panorama local, somado a algumas incertezas
na regulamentação e ao fato de existirem alternativas
de investimentos como o México ou a costa leste da África,
poderia gerar algum desinteresse por parte de grandes
players da indústria para investir no Brasil no curto prazo.
-12°55'
-38°30'
O setor está crescendo e ficando mais complexo, com novos
atores entrando na indústria, novas tecnologias de ponta
sendo solicitadas, investidores exigindo resultados e a
atuação do governo, que tem um papel muito importante.
O ano de 2013 foi o da retomada das rodadas de leilão
de petróleo e gás, gerando grandes expectativas no setor.
O próximo será o ano de sentar e avaliar os resultados
pensando nos desafios que o país tem pela frente.
Será importante a atuação do governo por meio da ANP,
incentivando o investimento, criando medidas claras e
um ambiente regulatório que estimule a concorrência leal,
o que impactaria positivamente no desenvolvimento do setor.
Fontes: ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural
e Bicombustíveis)
EY Libra journey begins for the Petrobras/Shell/Total/
CNOCC/CNPC consortium.
Business Pulse: Exploring dual perspectives on the top 10 risks and opportunities in 2013 and beyond
Business Monitor International
BP Statistical
EY
• Ja n 2014 • 1 9
0
20
EY
Auditoria | Impostos | Transações Corporativas | Consultoria
Sobre a EY
A EY é líder global em serviços de Auditoria, Impostos, Transações
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compromissos perante todas as partes interessadas. Com isso,
desempenhamos papel fundamental na construção de um mundo
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dão suporte e atendimento a mais de 3.400 clientes de pequeno,
médio e grande portes.
A EY Brasil é Apoiadora Oficial dos Jogos Olímpicos Rio 2016 e
fornecedora exclusiva de serviços de Consultoria para o Comitê
Organizador. O alinhamento dos valores do Movimento Olímpico
e da EY foi decisivo nessa iniciativa.
EY refere-se à organização global e pode referir-se também a uma
ou mais firmas-membro da Ernst & Young Global Limited (EYG), cada
uma das quais é uma entidade legal independente. A Ernst & Young
Global Limited, companhia privada constituída no Reino Unido
e limitada por garantia, não presta serviços a clientes.
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